文 果， 蔣文學(xué)， 鄭維師

(1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018)

?油氣開發(fā)?

蘇里格氣田致密底水氣藏堵水壓裂技術(shù)

文 果1，2， 蔣文學(xué)1，2， 鄭維師1，2

(1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018)

針對蘇里格氣田致密底水氣藏壓裂改造后易溝通水層，造成含水率上升快，有效期短等問題，通過自主研發(fā)固化封堵劑，基于顆粒沉降規(guī)律和壓裂裂縫的擴展情況，結(jié)合蘇里格氣田E區(qū)塊的儲層地質(zhì)特征，優(yōu)選射孔位置等工藝參數(shù)，將堵水與壓裂結(jié)合在一起形成了底水致密氣藏堵水壓裂技術(shù)。蘇里格氣田E區(qū)塊的14口井應(yīng)用了堵水壓裂技術(shù)，與采用常規(guī)壓裂技術(shù)的鄰井相比，平均產(chǎn)水量降低了62.6%，平均產(chǎn)氣量提高明顯。這表明固化封堵劑可在儲層條件下固化形成低滲封堵層封堵底水上升，實現(xiàn)降低產(chǎn)水量，提高產(chǎn)氣量的目的。

致密砂巖；底水油氣藏；封堵劑；壓裂；蘇里格氣田

蘇里格氣田E區(qū)塊是典型的致密氣藏，不壓裂無自然產(chǎn)能[1-2]。主力氣層埋深3 200.00～3 800.00 m，滲透率0.01～1.00 mD，孔隙度3.0%～12.0%，儲層溫度90～120 ℃。局部底水發(fā)育，縱向上遵循上氣下水的分布規(guī)律，氣層和水層之間無隔層和夾層或有一定厚度砂巖的井占80%以上；平面上無規(guī)律，含水較普遍，局部單個砂體含水高，區(qū)塊內(nèi)無統(tǒng)一的氣水界面[3]。該區(qū)塊采用常規(guī)壓裂技術(shù)進行改造后，易出水且出水量較大，增產(chǎn)幅度小，單井產(chǎn)氣量低。

國內(nèi)外針對底水氣藏的壓裂改造進行了研究：Miskimins等人[4-8]研究認為，控制裂縫高度不超過產(chǎn)層可以提高產(chǎn)氣量；Leal等人[9-11]研究發(fā)現(xiàn)，加入相滲透率改善劑改變巖石的潤濕性，可以降低產(chǎn)水速度，延長壓裂有效期。席勝利等人[12-14]根據(jù)控水增氣的思路，通過研究形成了水力噴砂射孔求產(chǎn)技術(shù)和疏水支撐劑壓裂技術(shù)，并在現(xiàn)場進行了應(yīng)用，取得了一定的增產(chǎn)效果，但部分井增產(chǎn)效果不明顯，產(chǎn)水量仍較大。為此，筆者針對氣層和水層同時射開的情況，根據(jù)將堵水和壓裂相結(jié)合的技術(shù)思路，通過自主研發(fā)固化封堵劑，優(yōu)化堵水壓裂施工參數(shù)，形成了適用于蘇里格氣田致密底水氣藏的堵水壓裂技術(shù)。蘇里格氣田的14口井應(yīng)用了該技術(shù)，與采用常規(guī)壓裂技術(shù)的鄰井相比，產(chǎn)水量明顯降低，產(chǎn)氣量明顯提高。

1 致密底水氣藏常規(guī)壓裂面臨的問題

1) 壓裂后未溝通水層 當儲層厚度較大或氣層與水層之間有一定厚度隔層時，通過控制施工排量和壓裂規(guī)模，控制人工裂縫只在氣層中延伸，壓裂后不溝通水層，增產(chǎn)效果較好，但有效期較短，生產(chǎn)一段時間后底水錐進，含水率上升，產(chǎn)氣量下降，可能會水淹。X1井儲層上部為4.00 m氣層，中間為2.30 m干層，下部為3.30 m水層，孔隙度4.9%～6.6%，滲透率0.04～0.11 mD，通過控制壓裂排量和壓裂規(guī)模，壓裂后日產(chǎn)氣量1.06×104m3，不產(chǎn)水，生產(chǎn)后期見水，產(chǎn)水量增加較快。

2) 壓裂后溝通水層 當儲層厚度較小或氣層與水層之間無隔層或隔層較薄時，壓裂后會溝通水層，采用疏水支撐劑和加入相滲透率改善劑等方法進行壓裂改造，有一定增產(chǎn)效果，但也會出現(xiàn)含水率較高、有效期短的現(xiàn)象，也可能發(fā)生暴性水淹。X2井儲層厚度為5.60 m，屬于氣水同層，孔隙度11.6%，滲透率0.71 mD，加入相滲透率改善劑進行壓裂改造，壓裂后日產(chǎn)氣量2.97×104m3，日產(chǎn)水量1.28 m3。

3) 初次壓裂增產(chǎn)幅度小 初次壓裂時由于設(shè)計或施工等原因造成人工裂縫導(dǎo)流能力差，增產(chǎn)效果不理想，需進行重復(fù)壓裂。由于初次壓裂時已形成一定高度的裂縫，重復(fù)壓裂時避水高度小，控制裂縫高度的難度增大，溝通水層的概率增大，難以達到增產(chǎn)的目的。X3井儲層上部為4.90 m氣層，下部為2.10 m水層，孔隙度4.1%～8.2%，滲透率0.06～0.51 mD，初次壓裂施工過程中加入3.1 m3陶粒時發(fā)生砂堵，井筒排通后產(chǎn)氣量非常低，不產(chǎn)水，重復(fù)壓裂溝通水層的風(fēng)險較高。

2 堵水壓裂技術(shù)基本原理

蘇里格致密底水氣藏儲層物性差，砂體內(nèi)含有氣層和水層，水層位于砂體下部，氣層和水層間無隔層或隔層較薄，因此，壓裂改造既要增加儲層裂縫體積，又要控制裂縫高度，以免溝通水層。堵水壓裂技術(shù)是在壓開氣層和水層的情況下，泵注固化封堵劑，通過控制泵注排量，使其鋪置于人工裂縫下部，上部進行較小規(guī)模的加砂，使支撐劑鋪置于人工裂縫上部，待裂縫閉合后，固化封堵劑在裂縫內(nèi)固化，封堵砂體下部水層，上層保留氣體流通通道，將堵水與壓裂聯(lián)作，從而降低產(chǎn)水量，提高產(chǎn)氣量。

3 固化封堵劑的合成及性能評價

堵水壓裂工作液由固化封堵劑、攜帶液和攜砂液3部分組成：固化封堵劑為自主研發(fā)產(chǎn)品；攜帶液配方為1.5%清潔壓裂液+清水；攜砂液配方為0.45%羥丙基瓜膠+0.30%助排劑+0.50%黏土穩(wěn)定劑+1.00%起泡劑+0.30%交聯(lián)劑+清水。堵水壓裂工作液中的固化封堵劑采用攜帶液泵送，采用攜砂液泵送30～50目陶粒作為支撐劑。

成功實施底水氣藏堵水壓裂的關(guān)鍵是封堵底水層的固化封堵劑。為能封堵底水層，要求固化封堵劑能快速下沉至裂縫下部，并在儲層溫度下具有較強的固化膠結(jié)能力，且固化后滲透率低、不發(fā)生形變。

3.1 固化封堵劑的合成

首先選取100 g粒徑100目高密度金屬顆粒(金屬顆粒圓球度大于0.8%)加入捏合機，控制捏合機以60 r/min的速度攪拌金屬顆粒，并對其進行加熱，待將其金屬顆粒表面溫度達到75 ℃時，加入5%的基底液，攪拌30 min后，將捏合機內(nèi)的金屬顆粒移至硫化床內(nèi)，采用一定比例的羥基苯磺酸和六亞甲基聚二異氰酸酯混合液進行噴霧硫化，最后加入1%十二烷基三甲基氯化銨，將其滾動干燥(控制干燥溫度60 ℃)2 h，即得到固化封堵劑。固化封堵劑的密度為1.95 g/cm3，粒徑為70～100目?；滓簽樵诔叵聦⒁欢ū壤哪蛩?、酚醛、烏洛托品和雙酚A型環(huán)氧樹脂溶解于75%乙醇中得到的溶液。

3.2 固化封堵劑性能評價

3.2.1 導(dǎo)流能力

利用AFCS-845型裂縫導(dǎo)流能力評價系統(tǒng)，測試了相同壓力下固化封堵劑與陶粒在不同鋪置比例下的導(dǎo)流能力，結(jié)果見圖1和圖2。導(dǎo)流室按照API標準設(shè)計，測試介質(zhì)為蒸餾水和氮氣，壓力為52 MPa，支撐介質(zhì)為固化封堵劑和30～50目陶粒，導(dǎo)流室內(nèi)支撐介質(zhì)(分層鋪置)的鋪置濃度為5 kg/m2[15-18]，固化封堵劑鋪置于下層，陶粒鋪置于上層。

圖1 含固化封堵劑裂縫蒸餾水的導(dǎo)流能力Fig.1 Conductivity of fractures with curing plugging agent for distilled water

圖2 含固化封堵劑裂縫氮氣的導(dǎo)流能力Fig.2 Conductivity of fractures with curing plugging agent for nitrogen

由圖1和圖2可以看出：導(dǎo)流室內(nèi)全部鋪置固化封堵劑時，蒸餾水和氮氣4 h后的導(dǎo)流能力均小于0.06 D·cm，表明固化封堵劑在裂縫下部固化后可有效阻止底水上升至裂縫，降低產(chǎn)水量；固化封堵劑在導(dǎo)流室的鋪置比例大于80%時，其導(dǎo)流能力降低明顯。因此，進行堵水壓裂時應(yīng)控制固化封堵劑加量。

3.2.2 破碎強度

固化封堵劑與陶粒按不同質(zhì)量比(mp∶mc)混合均勻后，在圍壓50 MPa、100 ℃溫度下固化成型后，利用壓力機測試不同固化時間下固化塊的破碎強度，結(jié)果見圖3。

圖3 不同固化時間下含固化封堵劑固化塊的破碎強度Fig.3 Break strength of blocks with curing plugging agent at different curing times

由圖3可以看出：固化封堵劑與陶粒按質(zhì)量比1∶0和2∶3混合固化塊的破碎強度分別為5.5和0.1 MPa；mp∶mc低于2∶3時固化成型較差。因此，固化封堵劑應(yīng)盡可能集中加入，以降低固化封堵劑與支撐劑的混合概率。由圖3還可以看出，固化封堵劑固化后不但具有一定破碎強度，而且長時間老化對固化封堵劑固化塊的破碎強度影響較小。

4 工藝參數(shù)優(yōu)選

4.1 射孔位置優(yōu)選

如果裂縫從氣層中部或下部起裂，工作液進入后會形成渦流，影響固化封堵劑的沉降剖面，出現(xiàn)中間沉降多、兩邊沉降少的現(xiàn)象，甚至?xí)霈F(xiàn)前端和末端無固化封堵劑沉降的問題，造成底水層封堵效果差。因此，應(yīng)選擇在氣層上部射孔，以免出現(xiàn)這種情況，保證裂縫中固化封堵劑的鋪置高度一致。

4.2 施工參數(shù)優(yōu)化

4.2.1 泵注排量

選擇的泵注排量既要能同時壓開氣層和水層，又要使裂縫在同一砂體內(nèi)延伸。對于有小隔層的儲層，可考慮一起壓開，但最好不壓開隔層。根據(jù)顆粒運移規(guī)律及斯托克斯定律[19]，固化封堵劑的水平運移距離與工作液的黏度和排量的乘積成正比。為保證固化封堵劑快速下沉，需選用較低黏度的工作液，因此，要讓固化封堵劑運移相同的水平距離，就需較高的泵注排量。對于蘇里格氣田E區(qū)塊，考慮采用常規(guī)壓裂管柱和所用工作液的性質(zhì)等，泵注固化封堵劑時的排量設(shè)計為3.0～4.0 m3/min(常規(guī)加砂壓裂時的泵注排量為2.2～3.0 m3/min)。

泵注固化封堵劑結(jié)束后，需要采用小排量進行過頂替，以保證人工裂縫不閉合、固化封堵劑平穩(wěn)沉降。

為了使固化封堵劑充分沉降，讓氣層最上部的固化封堵劑都進入到下部水層，計算了蘇里格氣田E區(qū)塊不同氣層厚度下固化封堵劑的沉降時間，結(jié)果見圖4。

圖4 不同氣層厚度下固化封堵劑的沉降時間Fig.4 Settling times of curing plugging agents in gas reservoirs with different thicknesses

由圖4可以看出，沉降時間隨氣層厚度增大而增長。過頂替時間需大于或等于沉降時間才能保證固化封堵劑沉降至裂縫底部，考慮到蘇里格氣田E區(qū)塊氣層的厚度，過頂替時間設(shè)計為30.0～60.0 min。

加砂泵注排量須滿足以下要求：1)小于或等于固化封堵劑泵注排量，因為加砂泵注排量大于固化封堵劑泵注排量時，會破壞固化封堵劑沉降時形成的沉降剖面；2)保證支撐裂縫在同一砂體內(nèi)；3)保證加砂施工順利。蘇里格氣田E區(qū)塊加砂泵注排量一般設(shè)計為2.0～3.0 m3/min。

4.2.2 固化封堵劑加量

固化封堵劑加量直接關(guān)系到堵水壓裂的成敗。它既要保證在氣層和水層之間鋪置一定高度的封堵層，又要保證固化封堵劑到達人工裂縫的遠端。以蘇里格氣田E區(qū)塊底水發(fā)育儲層為例，利用三維壓裂軟件模擬人工裂縫形態(tài)，結(jié)合顆粒沉降規(guī)律,計算了不同支撐縫長下，不同水層厚度所需的固化封堵劑加量，結(jié)果見圖5。計算時假設(shè)氣層和水層都壓開，人工裂縫高度為10.00 m。

圖5 不同支撐縫長下，不同水層厚度所需固化封堵劑加量Fig.5 Volumes of curing plugging agent required in formations with different propped fracture lengths and water layer thicknesses

由圖5可以看出：固化封堵劑加量隨水層厚度增大和支撐縫長增長而增大?？紤]到人工裂縫形態(tài)、固化封堵劑沉降速度、固化時間及損失等，固化封堵劑加量應(yīng)大于壓開水層的體積。因此，蘇里格氣田E區(qū)塊固化封堵劑加量設(shè)計為10.0～20.0 m3(可根據(jù)水層厚度進行適當調(diào)整)。

4.2.3 加砂量

加砂量主要受固化封堵劑形成人工裂縫的影響。加砂量過大，可能突破固化封堵劑支撐縫長，溝通下部水層；加砂量過小，氣層可能得不到充分改造，增產(chǎn)幅度小。堵水壓裂一般要求加砂支撐縫長小于固化封堵劑支撐縫長。利用三維壓裂軟件模擬固化封堵劑加量為10.0 m3時，不同加砂量下的支撐縫長，結(jié)果見圖6。

由圖6可知，當加砂量為15.0 m3時，加砂支撐縫長已超過固化封堵劑支撐縫長，因此，加砂量應(yīng)小于15.0 m3。進行堵水壓裂時，要根據(jù)單井儲層物性和水層厚度確定加砂量。

圖6 不同加砂量下的支撐縫長Fig.6 Lengths of propped fractures formed with different proportions of proppant

4.2.4 固化封堵劑與攜帶液質(zhì)量之比

在相同條件下，固化封堵劑與攜帶液質(zhì)量之比越大，沉降速度越慢。根據(jù)干擾濃度及工作液效率等，可將固化封堵劑與攜帶液質(zhì)量之比控制在某一范圍內(nèi)。為了使固化封堵劑快速沉降，根據(jù)顆粒沉降規(guī)律得知，固化封堵劑與攜帶液的平均質(zhì)量比不能超過15.0%。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

蘇里格氣田E區(qū)塊儲層致密，局部底水發(fā)育，在已進行試氣的42口井中，60%以上的井出水，日產(chǎn)水量0.6～25.8 m3。為控制產(chǎn)水量，提高產(chǎn)氣量，該區(qū)塊的14口井應(yīng)用底水氣藏堵水壓裂技術(shù)進行了壓裂改造，與采用常規(guī)壓裂技術(shù)的鄰井相比，壓后初期平均產(chǎn)氣量增加了266.1%，平均產(chǎn)水量降低了62.6%。下面以A4井為例介紹具體應(yīng)用情況。

A4井為直井，采用φ139.7 mm套管完井，儲層埋深3 572.40～3 582.40 m，氣層厚度5.40 m，含氣水層厚度4.60 m，中間無隔層，儲層溫度110.3 ℃。為封堵水層，該井采用堵水壓裂技術(shù)進行壓裂。施工過程中，泵注固化封堵劑時的排量為3.4 m3/min，固化封堵劑加量為18.0 m3，固化封堵劑與攜帶液質(zhì)量之比為12.7%，泵壓為38.6～41.9 MPa，過頂替排量為1.2 m3/min，過頂替時間為40.0 min，壓力降幅為1.6 MPa，人工裂縫處于張開狀態(tài)且沒有延伸；加砂泵注排量3.1～3.4 m3/min，加砂量12.0 m3，泵壓為43.8～53.9 MPa，壓裂施工順利。表1為A4井與采用常規(guī)壓裂技術(shù)鄰井的壓裂效果對比。

由表1可以看出，與采用常規(guī)壓裂技術(shù)的2口鄰井相比，A4井產(chǎn)氣量提高7倍以上，產(chǎn)水量降低了60.2%。A4井生產(chǎn)一年仍有效，實現(xiàn)了堵水和增產(chǎn)的目的。

表1 A4井與采用常規(guī)壓裂技術(shù)的2口鄰井的壓裂效果對比Table 1 Performances of Well A4 and the adjacent wells treated with conventional fracturing techniques

6 結(jié)論與建議

1) 自主研發(fā)的固化封堵劑在儲層條件下可固化形成低滲透層，對底水進行封堵。

2) 與常規(guī)壓裂相比，致密底水氣藏堵水壓裂技術(shù)實現(xiàn)了堵水與壓裂的聯(lián)作，可以封堵底水，達到降低產(chǎn)水量、提高產(chǎn)氣量的目的。

3) 為進一步提高致密底水氣藏堵水壓裂的效果，建議開展微地震監(jiān)測，以便為優(yōu)化致密底水氣藏堵水壓裂設(shè)計提供依據(jù)。

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[編輯 劉文臣]

Water Plugging and Fracturing Technology for Tight and Bottom-Water Gas Reservoir in the Sulige Gas Field

WEN Guo1,2，JIANG Wenxue1,2，ZHENG Weishi1,2

(1.Technology&EngineeringResearchInstitute,CNPCChuanqingDrillingEngineeringCo.,Ltd.,Xi’an,Shaanxi,710018,China; 2.NationalEngineeringLaboratoryofLow-PermeabilityOil&GasFieldsExplorationandDevelopment,Xi’an,Shaanxi,710018,China)

Upon completion of fracturing operations,tight gas reservoirs with bottom water may communicate with water-bearing formations,and consequently may cause rapid increases in water cut and reduce the production period. Under such circumstances,an innovative plugging agent has been developed independently. With consideration to rules of grain settlement,patterns in fractures growth,geologic features in reservoir formations of Block E of the Sulige Gas Field,optimized perforation positions and other process parameters,the plugging agent can be used in combination with fracturing operations for water plugging and fracturing in gas reservoirs with bottom-water. The newly developed technology was applied in 14 wells in Block E of the Sulige Gas Field. Compared with performances of neighboring wells with conventional fracturing technologies,the well with the innovative technology has average water production reduction of 62.6%,while gas production increased dramatically. Research results showed that the plugging agent can form low-permeability layers under reservoir conditions to prevent bottom water coning. In this way,relevant wells may have reduced water production and enhanced gas production while effectively controlling bottom water effectively.

tight sandstone; bottom water reservoir; plugging agent; fracturing; Sulige Gas Field

2017-03-19；改回日期：2017-07-13。

文果(1983—)，男，湖北荊州人，2005年畢業(yè)于西安石油大學(xué)機械設(shè)計制造及其自動化專業(yè)，2008年獲西安石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事壓裂酸化技術(shù)方面的研究工作。E-mail：weng_gcy@cnpc.com.cn。

中石油集團公司重大技術(shù)現(xiàn)場試驗與應(yīng)用項目“拖動壓裂與底水油氣藏堵水壓裂工藝技術(shù)研究與應(yīng)用”(編號：2014T-003-009)部分研究內(nèi)容。

10.11911/syztjs.201704017

TE357.1

A

1001-0890(2017)04-0097-06